Контроль за пилотными горелками в обеих жаровых трубах осуществляется ультрафиолетовыми детекторами, расположенными на контрольной панели горелки (PANEL). При неисправности горелки, соленоидные клапана (XSV1 и XSV2) закрываются. Для последующей продувки и розжига, необходимо сбросить аварийный сигнал на контрольной панели горелки. Каждая горелка работает независимо от другой.
Вспомогательные средства автоматики включают в себя следующие приборы:
•Датчики (LG1 и LG2) для наблюдения за уровнем нефти в установке и определения уровня раздела фаз нефти и воды;
• Рабочие манометры (РН, PI2 и PI4);
• Манометры для измерения давления дымовых газов (PI3);
• Датчики (выключатели) высокого и низкого уровня (LSH1 и LSL1/LSLL1);
• Температурные датчики в ванне и при выходе из аппарата (ТТ1 иТТ2);
• Датчик давления (РТ);
• Датчик расхода газа (FT);
• Нефтяной и газовый турбинные расходомеры (FM1 и FM2);
• Датчик обводнённости нефти на выходе (AT).
В средства безопасности входят следующие приборы:
• Предохранительные клапана (PSV1, PSV2, и PSV3);
• Выключатели высокой температуры в аппарате (TSH1);
• Выключатели высокой температуры дымовых газов (TSH2);
• Выключатели высокого и низкого давления топливного газа (PSH1 и PSL1);
• Выключатель высокого уровня конденсата в скруббере (LSH2);
• Система зажигания с аварийным отключением в случае неисправности на каждую горелку.
На контрольной панели горелки имеется следующее:
•Имеется выключатель (on/off - вкл./выкл), выключающий входящее на панель напряжение
• Имеется кнопка "сброс" (RESET);
Имеется кнопка "запуск горелки №1" (BURNER #1 START); Имеется кнопка "запуск горелки №2" (BURNER #2 START);
• Имеется кнопка "остановка горелки №1" (BURNER #1 STOP);
• Имеется кнопка "остановка горелки №2" (BURNER #2 STOP);
• Имеется контакт SPST для проверки состояния пламени №1;
• Имеется контакт SPST для проверки состояния пламени №2; Имеется контакт SPST для отключения при неисправности пламени №1
• Имеется, контакт SPST для отключения при неисправности пламени №2
• Использует сухой контакт SPST от компьютера для дистанционного отключения каждой горелки.
Жаровые трубы оснащены огнегасителями, в которых находятся главные и пилотные горелки. На дымовых трубах установлены молниеотвод и защитный колпак от дождя. Регулятор обратного давления (BPV1) и
мерная трубка (FE) необходимые для правильной работы установки, смонтированы на линии газового выхода
В блоке управления с торца установки находятся светильники, обогреватели, вытяжной вентилятор, датчик загазованности и термодетектор — датчик пожара на случай пожара. Датчик температуры воздуха в блоке управления замеряет температуру в блоке управления. Управление обогревателями осуществляется компьютером, который поддерживает температуру в диапазоне от О до 1,7 °С (32...35° F). Вытяжной вентилятор контролируется датчиком загазованности и компьютером. Он запускается при концентрации горючих смесей в воздухе от 50% (и выше) нижнего уровня взрывоопасности.
На дне ёмкости установлены аноиды, предохраняющие стальные поверхности от контакта с соляными растворами.
2.14 Обзор автоматизации системы сбора нефти и газа
Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.
Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами. Все это наложило особый отпечаток на характер технических и организационных решений вопросов автоматизации нефтедобывающих предприятий, обеспечило в ряде случаев ускорение, а иногда затрудняло внедрение по сравнению с автоматизацией предприятий других отраслей народного хозяйства.
Вопросами развития и внедрения автоматизации нефтедобывающих предприятий начали активно заниматься в середине 50-х годов. Однако из-за ряда причин эти работы велись медленно и не давали достаточного эффекта. Основными причинами, сдерживающими развитие автоматизации, были следующие. Автоматизировались не все процессы и не все объекты. Автоматизация осуществлялась некомплексно, из-за чего не высвобождался оперативный обслуживающий персонал, не совершенствовалась структура управления предприятием, необеспечивалась экономическая эффективность. Средства автоматизации приспосабливались к существующему оборудованию, устаревшему, малонадежному, в ряде случаев непригодному для автоматизации. Средства автоматизации не составляли органически целого с автоматизированным оборудованием. Заводы изготовляли раздельно оборудование и средства автоматизации. На нефтяных промыслах монтировалось оборудование без обязательной установки на нем средств автоматики. Средства и системы автоматики и телемеханики разрабатывались применительно к большому числу технологических схем промыслового сбора и подготовки нефти и газа. В ряде случаев эти технологические схемы не были оптимальны для автоматизации. Все это приводило к разработке большого числа типов и конструкций средств автоматики и телемеханики, что затрудняло организацию широкого серийного производства, повышало стоимость при низком качестве приборов и устройств.
Анализ особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий позволил выработать основные принципы, которые были сформулированы в виде Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий:
-унификации схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды;
-рационального размещения технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;
-создания новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего в себя средства автоматики;
-определения рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти, попутного газа и воды;
-разработки и внедрения новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.
Подъем жидкости из скважины следует рассматривать как начальную часть общей системы внутрипромысловой транспортировки нефти, газа и воды. Исходя из этого многие фонтанные скважины с буферными давлениями, не обеспечивающими подачу газонефтяной смеси к пунктам подготовки нефти, газа и воды без промежуточных перекачивающих станций, следовало бы с самого начала эксплуатации переводить на механизированные способы добычи. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными и буферными емкостями. С учетом оперативного резерва оборудования ДНС превращаются в громоздкие технологические объекты, рассредоточенные на промысловой площади и требующие повседневного обслуживания. В случае своевременного перевода фонтанных скважин на механизированный способ добычи необходимость в ДНС отпадает, так как напор, развиваемый глубинным насосом, обеспечивает подачу скважины по одному трубопроводу непосредственно к пунктам подготовки нефти, газа и воды.
Предусматривается единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды. Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, выбирается исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.
При решении задач создания новых видов оборудования и технологических объектов необходимо учитывать специфику как нефтедобычи, так и освоения нефтяных месторождений. К специфике нефтедобычи относится прежде всего то, что оборудование работает под открытым небом, под воздействием атмосферных условий и отмечено непостоянство добычи нефти в различные периоды эксплуатации месторождения. Признано целесообразным оснащать нефтедобывающие предприятия оборудованием в блочном транспортабельном исполнении. Это позволяет наращивать или сокращать производственные мощности в зависимости от условий периода разработки нефтяного месторождения, что способствует повышению коэффициента использования оборудования до максимального значения. Вместе с тем блочный принцип позволяет значительно ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения индустриальных методов и резкого сокращения объема строительно-монтажных работ непосредственно на промысловых площадях. Изготовленное специализированными заводами блочное оборудование поставляется нефтедобывающими предприятиями комплектно со всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Создание технологических установок на специализированных заводах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше, позволяет решить проблему организации крупносерийного производства автоматизированного оборудования в объемах, обеспечивающих потребность всей отрасли, что обеспечит высокое качество и надежность его.